63428

Оптимизация работы скважин, оборудованных СШНУ и УЭЦН

Лекция

География, геология и геодезия

В данном пособии подробно рассмотрены осложнения борьба с которыми может осуществляться посредством изменения варианта компоновки оборудования механизированных скважин повышенное содержание свободного...

Русский

2014-06-20

518 KB

38 чел.

Лекция 12

Тема:  «Оптимизация работы скважин, оборудованных СШНУ и УЭЦН»

Многообразие условий работы добывающих скважин на различных нефтяных месторождениях предопределяет и многообразные причины осложнений в их работе.

Вместе с тем, существует несколько причин осложнений, которые проявляются на определенном количестве разрабатываемых месторождений. К числу таких осложнений относятся :

  •  отложения в подземном оборудовании или выкидных линиях, а также в ПЗС асфальтенов, смол, парафинов и церезинов;
  •  образование песчаных пробок как на забое скважины, так и в элементах скважинного оборудования;
  •  отложения солей в различных элементах системы;
  •  высоковязкая продукция скважины;
  •  продукция скважин со значительным содержанием свободного газа;

-   повышенная температура продукции и др.

Подробно указанные осложняющие факторы и основные подходы борьбы с ними подробно описаны в монографии ”Выбор способа эксплуатации скважин” (авторы: И.Т.Мищенко, Т.Б. Бравичева, А.И. Ермолаев).

В данном пособии подробно рассмотрены осложнения, борьба с которыми может осуществляться посредством изменения варианта компоновки оборудования механизированных скважин – повышенное содержание свободного газа на приеме оборудования и невынос воды с интервала “забой-прием насоса”.

Учитывая вышеизложенное, решение задачи управления производительностью добывающих механизированных скважин за счет снижения забойного давления основывается на расчетах распределения свойств ГЖС в скважине (обсадной колонне) от известного забойного давления. Забойное давление рассчитывается с учетом техногенных процессов, как связанных с бурением и освоением скважин, так и с процессами, протекающими при снижении забойного давления – деформационными, роста газонасыщенности,  кольматации и др.

Рассмотрим закономерности работы обводненных подъемников большого диаметра на участке «забой-прием СШН».

Участок от забоя до приема СШН представлен подъемником большого диаметра (эксплуатационной колонной), длина которого изменяется в широких пределах (до нескольких тысяч метров). На этом участке может двигаться нефть, водонефтяная смесь, газожидкостная смесь, а также возможно движение нефти через столб воды (барботаж) и другие формы движения. С практической точки зрения наиболее важным является изучение совместного движения воды и нефти как при постоянстве массового водосодержания в любом элементе системы (при полном выносе воды), так и при переменном массовом водосодержании в некоторых элементах системы (например, в интервале «забой-прием» имеется вода, которая не выносится полностью на поверхность).

К необводненным скважинам относятся такие, которые не содержат воды в продукции на поверхности, а также в интервале «забой-прием».

Для расчета плотности водонефтяной смеси при постоянном массовом водосодержании в любом элементе системы могут быть использованы следующие зависимости:

,                                                                               ( 1)

где       - истинное нефтесодержание.

Истинное нефтесодержание  определяется в зависимости от числа Рейнольдса по нефти:

                                                                                (2)

где  - приведенная скорость нефти, м/с;

В этом случае для вычисления  в функции числа Рейнольдса по нефти, Reн, предлагаются следующие зависимости:

при 0Reн200

                                                                               (3)        

при 200Reн1600

                                                  (4)

где - объемное расходное водосодержание.  

Таким образом, при совместном движении воды и нефти (с постоянным массовым водосодержанием) критическое число Рейнольдса по нефти, Reн.кр, равно 200, а предельное Reн.пр, - 1600  .

Для случая переменного массового водосодержания  плотность водонефтяной смеси не может быть рассчитана по вышеприведенным формулам, поскольку в интервале «забой-прием СШН» имеется вода, которая не выносится полностью на дневную поверхность. При капельном поступлении нефти из пласта в скважину и капельном её движении в указанном интервале будет происходить механическое вытеснение воды независимо от расхода нефти.

При установившемся режиме работы системы «пласт - скважина-лифт» массовый расход жидкости в поверхностных условиях равен массовому притоку её из пласта.

Объем лифта Vл равен:

,                    (5)

где dвнутренний диаметр лифта, м.

Объем скважины в интервале «забой-прием» Vc:

.                   (6)

Рассмотрим количество массы жидкости в объеме лифта Vл( - плотность водонефтной смеси в лифте, вычисляемая по формулам  (3,4), которое поступает на поверхность за время t. За это же самое время из пласта в скважину при установившемся режиме работы системы поступает такое же количество жидкости .

Плотность водонефтяной смеси в скважине (на участке «забой-прием») в этом случае равна:

                                                                                        (7)

или

.                  (8)

Для расчета предварительно необходимо рассчитать . Плотность водонефтяной смеси ρвн рассчитывается по формуле ( 1 ). Затем для известных геометрических размеров скважины и лифта по формуле (8) рассчитывается .

Подставляя значение плотности ρвн из уравнения (1) в (8), получим:

.                            (9)

Анализ выражения (9) показывает, что плотность водонефтяной смеси на участке «забой-прием» в условиях неполного выноса (накопления) воды при капельном движении зависит не только от плотностей фаз и истинного нефтесодержания при полном выносе воды при совместном движении φн, но и от геометрических размеров лифта (d, H) и скважины (Dc, Lc).

Сопоставление зависимостей (1) и (9) позволяет записать следующее выражение:

,                   (10)

где - истинное нефтесодержание для случая неполного выноса воды, определяемое так:

.                                        (11)

Из выражения (11) можно получить условие (необходимую глубину спуска лифта ), при котором вся вода глушения с участка «забой-прием» будет вынесена на поверхность (вода не накапливается в скважине) независимо от дебита скважины ():

.                    (12)

 

Для увеличения депрессии за счет уменьшения плотности водонефтяной смеси в скважине могут быть использованы хвостовики для выноса воды с интервала «забой-прием СШН». Используются хвостовики как герметично соединенные с приемом СШН, так и при обеспечении сепарации у приема насоса. В последнем случае затрубное пространство ниже приема насоса может перекрываться пакером, а хвостовики обычно опускаются на забой. При использовании хвостовика необходимо правильно определять его длину и диаметр.

В результате расчетов для условий Западно – Сургутского месторождения получено, что при условии постоянного массового водосодержания должен иметь место полный вынос воды с интервала «забой-прием»; причем расчеты плотности водонефтяной смеси при постоянном объемном расходном водосодержания  совпадают c расчетами по формуле (7) при вязкости дегазированной нефти 10 мПа*с. Расчеты проведены для различной обводненности продукции. Фактические же данные соответствуют расчетам при переменном массовом водосодержании (рис.2). Так, фактическое значение давления на приеме насоса при глубине спуска 1300 м для скважины с обводненностью 5% и плотностью воды 1080 кг/м3 равно 2,5 МПа; для скважины с обводненностью 10% и с плотностью воды 1060 кг/м3 давление на глубине 1300 м равно также 2,5 МПа; для скважины с обводненностью 50% и с плотностью воды 1100кг/м3 давление на глубине 1300м равно 2 МПа. При расчетах распределения давления в интервале “забой-прием” получено некоторое различие результатов расчетов при условии постоянного массового водосодержания и на основе при вязкости дегазированной нефти более 30 мПа*с (рис.1). Аналогичные результаты были получены по скважинам ряда месторождений Урало – Поволжья и Западной Сибири.

Таблица 1 – Физико-химические свойства флюидов 

Параметр

Единицы

измерения

Западно-Сургутское

месторождение

Относительная плотность газа

однократного разгазирования

0,9-1,1

Давление насыщения пластовой нефти газом

МПа

9-10

Пластовая температура

К

333

Газовый фактор

м3/т

40

Содержание метана

%

81,18

Содержание азота

%

1,62

Плотность дегазированной нефти

кг/м3

883

Вязкость нефти в стандартных условиях

20

Плотность воды

кг/м3

1010-1200

Обводненность 5 %

Обводненность 10 %

Обводненность 50 %

Рис. 1 - Зависимость давления на приеме насоса от плотности пластовой

воды для условий Западно – Сургутского месторождкеия

(Рзаб = 13,5 МПа; Lсн = 1300 м): 1- для условия  постоянного массового водосодержания в скважине,  2-  - для условия переменного массового водосодержания в скважине,   -- фактическое давление на приеме насоса


Рис.2 - Распределение давления в обсадной колонне для условий Западно-Сургутского месторождения (обводненность 10 %)

Расчет свойств газожидкостной смеси в эксплуатационной колонне для предварительного выбора вариантов компоновки УЭЦН и СШНУ, обеспечивающих увеличение  показателей эффективности скважинной добычи нефти

1. Оптимальное давление на приеме насоса – это такое давление, которое  обеспечивает заданный дебит скважины при минимальных условных приведенных затратах с учетом физико – химических свойств откачиваемой продукции.

Так при оптимальном давлении на приеме СШН (которое рассчитывается  по одной из следующих зависимостей) обеспечивается коэффициент подачи установки не ниже 0.8:

- при содержании в газе однократного стандартного разгазирования до 30% азота (Уа30 %)

                                                              (13)

- при содержании в газе однократного стандартного разгазирования более 30% азота (Уа>30 %)

                                                                      (14)

где    Уасодержание азота в газе, %

Рнас – давление насыщения пластовой нефти газом, МПа,

         В – обводненность продукции, д.ед.

Если содержание азота в газе неизвестно, то давление на приеме насоса может быть рассчитано по зависимости:

                                                                   (15)

где - давление насыщения при температуре на приеме насоса, МПа.

Для УЭЦН оценку оптимального давления на приеме можно выполнить по следующим формулам:

при В ≤ 0,6

,     (16)   

при В ≥ 0,6

,     (17)

где В – объемная обводненность продукции, д.ед.,

      Рнас – давление насыщения, МПа.

Для оценки допустимого давления на приеме ЭЦН можно использовать следующие формулы:

при В ≤ 0,6

,      (18)

при В ≥ 0,6

.    (19)

Предельное давление на приеме во всей области объемной обводненности 0 ≤ В ≤ 1 можно рассчитать по следующей зависимости:

.     (20)

Так как вязкость дегазированной нефти μнд дается в справочной литературе при температуре 200С, а при вычислении μнд/ μнп ее необходимо подставлять при tпл, то для расчета μнд при пластовой температуре можно воспользоваться следующей формулой:

,               (21)

где μt, μ20, μ50 – соответственно относительные (по воде) динамические вязкости дегазированной нефти при температурах t, 20 и 500С. При t = 200 вязкость воды μв = 1 мПа∙с.

2. Условие накопления или ненакопления воды в интервале «забой-прием СШН» .

- Условие ненакопления воды

I случай

                                                                                         (22)

II случай

                                                                             (23)

-Условие неполного выноса (накопления) воды:

                                                                             (24)

3. Для СШНУ длина хвостовика заданного диаметра dхв для обеспечения выноса воды из скважины равна:

                                                                            (25)

4. Для УЭЦН глубина спуска насоса определяется из соотношения:

           (26)

Где - средняя плотность ГЖС в интервале “забой – прим ЭЦН”.

n, с – параметры нелинейного уравнения притока.

Глубина спуска ЭЦН может быть определена по значению заданного объемного расходного газосодержания при условиях приема насоса.

                                             (27)

Указанный параметр рассчитывается с помощью программы “Нефтяной калькулятор”.

Рассматривают 3 области работы ПЦЭН:

  1.  Незначительное количество свободного газа на приеме насоса, (0); Рпн опт.
  2.  Режим, когда реальные характеристики насоса из-за увеличения количества свободного газа на приеме насоса отклоняются от стендовых. Насос работает устойчиво при допустимых КПД и потребляемой мощности. Рпн доп(=15%)
  3.  Из-за увеличения количества свободного газа на приеме насоса нарушается устойчивая работа насоса. Рпн пред. (=25%).

- объемное расходное газосодержание при Рпр, Тпр.

Указанные ограничения по параметру  связаны, в т.ч. с возможным снижением динамического пластового давления на реагирующей скважине при управлении разработкой нефтяных месторождений.

5. Коэффициенты естественной сепарации газа в затрубное пространство у приема насоса (хвостовика):

Для СШНУ:

                                                                                               (28)

Для УЭЦН:

                                                                                 (29)

где - коэффициент сепарации свободного газа на режиме нулевой подачи;

q – объемный расход жидкости в условиях приема насоса (хвостовика), м3/с;

w0 – осредненная относительная скорость движения газовых пузырьков на приеме насоса, м/c: при В 0,5 w0=0.02 м/c, при В> 0,5 w0=0.17 м/c;

 - площадь поперечного сечения эксплуатационной колонны с внутренним диаметром Dс, м2;

- наружный диаметр НКТ (хвостовика), м.

qж- объемный расход жидкости на приеме УЭЦН;

wо – относительная скорость газовых пузырьков, м/с; wо=0,17 м/с

- площадь кольцевого зазора между эксплуатационной колонной и погружным насосом, м2

dн – диаметр погружного насоса, м

6. Свойства ГЖС в функции давления и температуры рассчитываются в соответствии с известными методиками C учетом естественной сепарации:

                                                      (30)              

                                                   (31)

                                                                        (32)

где - расход газа в условиях приема насоса;

        - расход жидкости в условиях приема насоса;

      - газовое число в условиях приема насоса.

7. С учетом естественной сепарации газа у приема оборудования пересчитываются газовый фактор и давление насыщения в НКТ и в хвостовике:

                                                           (33)      

                                    (34)

8. Коэффициент подачи рассчитывается как произведение частных коэффициентов:

                                                                               (35)

где   - коэффициент наполнения СШН;

      - коэффициент, характеризующий влияние упругих деформаций штанг и труб на коэффициент подачи;

      - коэффициент, определяемый объемными свойствами продукции;

       - коэффициент утечек жидкости в системе.

8.1.Коэффициентом наполнения скважинного насоса называется отношение объема жидкости, поступившей в цилиндр насоса из скважины при такте всасывания, к объему, описанному плунжером:

,                                                    (36)

где Rц -газовое число в цилиндре насоса при давлении всасывания  Рвс;

Rм - газовое число в мертвом пространстве, когда плунжер находится в нижней мертвой точке, а давление в цилиндре равно давлению нагнетания Рнаг ;

- коэффициент сжимаемости жидкости;

К – коэффициент мертвого пространства  ;

Vм – объем мертвого (вредного) пространства насоса, м3;

Vs – объем описываемый плунжером, м3;

Если принять =0 и Rм=0, то формула (36) примет вид:

Если недостаточен, необходимо увеличить глубину спуска насоса (или в отдельных случаях оборудовать прием насоса газовым якорем).

На основе указанной методики разработана программа “Подбор СШНУ”, с помощью которой выполняется домашнее задание №2.

Для УЭЦН рассчитывается давление, необходимое для подъема заданного дебита на поверхность, Рн.

опт,                                                               (37)

где: Рвых – давление на выходе насоса (рассчитывается по кривой распределения давления в НКТ с учетом сепарации газа в затрубное пространство у приема насоса, причем при наличии газосепаратора  учитывается коэффициент сепарации газосераратора.

Для расчета Рвых используется программа “Нефтяной калькулятор” (позиция меню “Свойства”).

Суть метода подбора УЭЦН заключается в построении гидродинамической характеристики пласта, скважины и подъемника и совмещении ее с реальными характеристиками насосов. Точки пересечения реальных характеристик насосов с гидродинамической характеристикой системы «пласт-скважина-подъемник» характеризуют совместные режимы работы всей системы «пласт-скважина-насос-подъемник».

Под гидродинамической характеристикой понимается совокупная характеристика системы «пласт-скважина-подъемник», которая выражается графической зависимостью потребного давления (напора) в функции дебита скважины (подачи насоса). Закон работы пласта и скважины задается уравнением (38), из которого, принимая Рпр = Ропт (формулы  (16, 17)), вычисляют глубину спуска насоса Нсп:

 .      (38) 

Потребное давление Рпот, необходимое для подъема заданного Q на поверхность, рассчитывается так:

 Рпот = РвыкРопт.        (39)

Задаваясь несколькими значениями дебитов (подач), вычисляют для каждого из них соответствующие величины Нсп, Рвык и Рпот и строят графическую зависимость Рпот = f(Q) , которая представлена на рис. 3  (линия 1).

Рис. 3 -   Гидродинамическая характеристика системы «пласт – скважина - подъемник» (линия 1) и реальные характеристики трех погружных центробежных насосов (линии 2, 3 и 4)

На этом же рисунке нанесены реальные характеристики трех погружных центробежных насосов (линии 2, 3 и 4). Точки пересечения характеристик насосов с гидродинамической характеристикой определяют совместные (согласованные) режимы работы всей системы: Q2 и Рпот2; Q3 и Рпот3; Q4 и Рпот4. После выбора необходимого насоса в соответствии с технической характеристикой УЭЦН подбираются все остальные элементы погружного агрегата, кабель, станция управления и т.п. Наконец, проверяют поперечные габариты погружного агрегата с кабелем и соответствие их поперечному габариту скважины, а также температурный режим работы УЭЦН.

Подробно особенности подбора вариантов компоновки УЭЦН изложены в /Мищенко, Ляпков/.

Реальная напорная характеристика насоса, в простейшем случае может быть построена следующим образом.

Паспортная напорная характеристика насоса корректируется с учетом реальной жидкости, поскольку имеет место снижение напора. Для этого используется эмпирическая формула для оценки степени снижения напора.  

                                                                       (40)

Нопт, Qопт – соответственно паспортные напор и подача на оптимальном режиме работы насоса.

Рассчитывают реальные напор Н' и КПД

                                                                                       (41)

                                                                                    (42)

Мощностная характеристика N(Q) остается без изменений.

Рис. 4 - Паспортные   (1)  и скорректированные   (2)   характеристики погружного центробежного электронасоса ЭЦН5А-360-600

В пусковом режиме работы УЭЦН происходит занижение забойного давления:

                                                                                (43)

-занижение коэффициента продуктивности при глушении (определяется на основе обобщения промыслового опыта в зависимости от дебита скважины и обводненности продукции.

Дебит скважины при пусковом режиме может быть рассчитан с учетом мощностной характеристик УЭЦН () по формуле:

                                              (44)

Глубина спуска насоса с учетом пускового режима оценивается по формуле:                          (45)

Нпогр- погружение ЭЦН под динамический уровень (оценивают по промысловыми данным 100-200 м).

плотность жидкости глушения.

 

PAGE  4


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

62543. О МАМЕ И О ПАПЕ 24.55 KB
  Цель урока: Дать первоначальные представления о православных основах семьи. Задачи урока: Познакомить с проявлением православных традиций в семье. Познакомить с Владимировской иконой Божией Матери.
62544. Основные понятия алгебры логики 23.1 KB
  Высказывание это фомулировка своего понимания окружающего мира. Высказывание является повествовательным преждложением в котором что-либо отрицается или утверждается. По поводу высказывание можно сказать истинно оно или ложно.
62545. Диффузия 24.1 KB
  Цели урока: познакомить учащихся с диффузией в жидкостях, газах и твердых телах; научить объяснять явление диффузии и скорость ее протекания в зависимости от температуры тела; развитие самостоятельности учащихся в процессе работы...
62546. Действия с информацией. Хранение информации 24.73 KB
  Цель урока: акцентировать внимание учащихся на действиях с информацией информационных процессах; познакомить со способами хранения информации. Изучением всевозможных способов передачи хранения и обработки информации.
62547. Открытие протона и нейтрона 960.86 KB
  Учитель записывает под диктовку на доску. Учитель вносит дополнения в список на доске. Учитель дополняет список на доске.
62549. Основные соединения серы 42.31 KB
  Многие характеристики серы помогут нам более детально разобраться в теме сегодняшнего урока. Этап целеполагания и планирования Учитель: Сегодня на уроке мы продолжим изучение серы и тема нашего урока Основные соединения серы...
62550. МОДЕЛИРОВАНИЕ ЮБКИ. РАЗРАБОТКА ИДЕЙ И ВЫБОР ЛУЧШЕЙ 1.88 MB
  Главное для нас не ошибиться в подборе фасона конической юбки ткани для ее изготовления и цветовой гамме. Такие юбки могут носить девушки и женщины разных возрастов так как они смотрятся очень модно и стильно кроме того для их пошива можно использовать...
62551. Подготовка к сочинению в жанре спортивного репортажа по картине С.А. Григорьева Вратарь 42.07 KB
  Цели урока: дать понятие о жанровых особенностях репортажа подготовив материал для написания сочинения по картине с описанием действий людей которых изобразил художник...